diseño de la perforación de pozos

Diseo de la Perforacin de Pozos

Diseo de la Perforacin de PozosNDICEAspectos Generalespgina7

Introduccin7

1. OBJETIVO DE LA PERFORACIN7

Coordenadas del conductor y objetivo7

Posicin estructural8

Profundidad total programada9

Dimetro de la tubera de explotacin9

Preguntas y respuestasII

II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADAII

Preguntas y respuestasII

III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACINII

Registros12

Ncleos13

Pruebas de produccin16

Preguntas y respuestas18

IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMACIN DE POZOS DE CORRELACIN18

Registros geofsicos19

Registros de fluidos de perforacin20

Historia de perforacin21

Resumen de operaciones21

Distribucin de tiempos22

Registro de barrenas22

Configuraciones estructurales22



#

IPreguntas y respuestas22V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES DE PRESIN (FORMACIN Y FACTURA)25Gradientes de formacin y de fractura26Conceptos fundamentales26Presin hidrosttica26Presin de sobrecarga27Presiones de formacin27Presin de fractura29Proceso de compactacin29Ecuacin de Eaton30Origen de las presiones anormales30Nivel piezomtrico de fluido31Caractersticas del sistema roca-fluido31Ritmo de sedimentacin y ambiente de depsito32Actividad tectnica32Efectos diagenticos33Represionamiento o recarga34Fnomenos osmticos y de filtracin34Efectos termodinmicos34Metodologa para determinar las presiones anormales35Tcnicas utilizadas antes de la perforacin35Interpretaciones ssmicas35Interpretaciones geolgicas36Tcnicas utilizadas durante la perforacin36Velocidad de penetracin38Momento de torsin aplicado a la tubera38Carga soportada por el gancho al levantar la tubera39Exponente "d" y "dc"39Presin de bombeo del lodo40Incremento en el volumen de lodo40Registros del lodo40Incremento de recortes (volumen, forma y tamao de recorte)42Densidad de la lutita42Porcentaje de montmorillonita42Temperatura del lodo43Paleontologa43Tcnicas utilizadas despus de la perforacin44Registro de induccin44


Diseo de la Perforacin de PozosRegistro snico de porosidad44

2

#Registro de densidad45

Registro snico dipolar46

Puntos para la graficacin47

Tendencia normal de compactacin48

Pruebas de integridad y de goteo48

Mtodos de evaluacin para la determinacin de los

gradientes de presin, de formacin y fractura50

Determinacin del gradiente de presin de formacin51


Bibliografa55

VI. SELECCIN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO

DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO55


VII. SELECCIN DE LA GEOMETRA DEL POZO57


VIII. SELECCIN Y PROGRAMA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN57

Introduccin57

Inestabilidad del agujero58

Estructura general de las arcillas58

Mecanismos de inestabilidad de las arcillas60

Hidratacin60

Estabilizacin de la lutita62

Programa de fluidos de perforacin63


IX. DISEO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO68

Introduccin68

Tubera conductora68

Tubera superficial68

Tubera intermedia69

Tubera de explotacin69

Q

Tubera de revestimiento corta (liners)69Seleccin de las tuberas de revestimiento70Esfuerzos de la tubera de revestimiento durante la introduccin,cementacin y posterior a la cementacin71Efecto de choque71Efecto de cambio en la presin interna72Efecto de cambio en la presin externa72Efectos trmicos72Efectos de flexin72Estabilidad de la tubera72Pandeo de las tuberas73Preguntas y respuestas73Bibliografa73X. DISEO DE CEMENTACIN73Cementacin primaria73Recomendaciones para cementaciones primarias74Factores para mejorar el desplazamiento75Cmo mejorar la cementacin de tuberas de revestimiento?75Centradores75Productos qumicos76Perfiles de velocidad y presin de desplazamiento77Fuerza de arrastre y centralizacin de la tubera77Fuerza de arrastre del lodo, resistencia del gel y erosin del lodo78Mover la tubera durante el acondicionamiento del lodo y la cementacin78Acondicionar el lodo antes de la cementacin79Evitar reacciones adversas lodo-cemento79Controlar los gastos de desplazamiento y la reologa de las lechadas79Preguntas y respuestas80Bibliografa80XI. DISEO DE LAS SARTAS DE PERFORACIN80Objetivo80Lastrabarrenas81Estabilizadores81Tubera pesada (H.W.)82Tubera de perforacin (T.P)82Procedimiento para un diseo de sarta de perforacin82Preguntas y respuestas85XII. PROGRAMAS DE BARRENAS90Tipos de barrenas90Factores para la seleccin de barrenas90Tamao de barrenas90Determinacin del costo por metro91Preguntas y respuestas92XIII. PROGRAMA HIDRULICO92Objetivo92Factores involucrados92Parmetros hidrulicos93Impacto hidrulico93Caballos de fuerza hidrulicos93Velocidad del fluido de perforacin en las toberas93Velocidad anular93Gua para la optimacin hidrulica93Recomendaciones para el diseo hidrulico94Nomenclatura97Preguntas y respuestas98XIV. TOMA DE INFORMACIN100Registros geofsicos100Ncleos102Preguntas y respuestas102XV. PERFORACIN DIRECCIONAL102Aspectos generales102Planeacin del proyecto direccional109Clculo de la trayectoria de un pozo direccional121Aspectos de operacin127Nomenclatura137Ejemplo de aplicacin137Bibliografa142XVI. PERFORACIN HORIZONTAL, MULTILATERAL Y DE ALCANCE EXTENDIDO143Introduccin143Antecedentes144Proceso multilateral144Requisitos del sistema145Seleccin del sistema-propuesta tcnica145Operaciones146Vida til de proceso146Esquema operacional del estudio de factibilidad146Seleccin de equipo146Estudio de factibilidad de perforacin146Perforacin horizontal y multilateral147Objetivo147Consideraciones bsicas dentro de la perforacin horizontal151Diseo de las tuberas de revestimiento153Mtodos de perforacin horizontal154Aplicaciones162Caracterizacin de yacimientos164Caracterizacin del campo Santuario167Anlisis comparativo entre pozos horizontales, verticales y desviados173Proyecto de reentradas en campos de la Divisin Sur174Proyecto multilateral del pozo santuario 28-H176Objetivo176Prediccin de la produccin187Anlisis econmico187Alcances de la produccin192Conclusiones192Perforacin de alcance extendido194Aplicacin en campo209



Diseo de la Perforacin de PozosPreguntas y respuestas210

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Diseo de la Perforacin de PozosDiseo de Perforacin de Pozos

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ASPECTOS GENERALES IntroduccinEl diseo de la perforacin de pozos es un proceso sistemtico y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la prediccin de presin de fracturamiento requiere que la presin de formacin sea determinada previamente.Las etapas a seguir durante el diseo de pozos estan bien identificadas y son las siguientes:-Recopilacin de la informacin disponible.-Prediccin de presin de formacin y fractura.-Determinacin de la profundidad de asentamiento de las tuberas de revestimiento.-Seleccin de la geometra y trayectoria del pozo.-Programa de fluidos de perforacin.-Programa de barrenas.-Diseo de tuberas de revestimiento y Programa de cementacin.-Diseo de las sartas de perforacin.-Programa hidrulico.-Seleccin del equipo de perforacin.-Tiempos estimados de perforacin.-Costos de la perforacin.Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseo de cualquier tipo de pozos y cuyo nico requerimiento consiste en aplicar la tecnologa adecuada en cada etapa. La planeacin de la perforacin de un pozo, requiere de la integracin de ingeniera, segurdad, ecologa, costo mnimo y utilidad.I. OBJETIVO DE LA PERFORACINEl objetivo de la perforacin es construir un pozo til: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotacin racional en forma segura y al menor costo posible.El diseo de un pozo incluye un programa detallado para perforarlo con las siguientes caractersticas: -Seguridad durante la operacin (personal y equipo).-Costo mnimo.-Pozo til de acuerdo a los requerimientos de produccin y yacimientos (profundidad programada, dimetro establecido, etctera).Cumpliendo con lo siguiente: Seguridad Ecologa Costo mnimo UtilidadCoordenadas del conductor y objetivoUna forma de posicionar exactamente un punto en la tierra es mediante el uso de las coordenadas U.T.M. (Universal Transversal de Mercator) que son universales y estn referidas a cierta proyeccin cnica de la tierra.Para perforar un pozo, se requiere de uno o ms puntos para ubicar la trayectoria que debe seguir un pozo. Una coordenada nos indicar la posicin desde la cul se inicia la perforacin y otra que nos indicar el punto en el que se localiza el objetivo definiendo as si el pozo ser vertical o direccional. Sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar ms de un objetivo.Posicin estructuralEl primer paso en la planeacin de un pozo es la recoleccin de informacin de los pozos vecinos perforados en el rea, una vez que se establecen los objetivos del pozo, se debern considerar los pronsticos geolgicos que consisten en:1. La columna geolgica esperada.2. Los bloques afallados de la estructura para seleccionar los pozos vecinos.3. La identificacin de las anomalas geolgicas que puedan encontrarse durante la perforacin del pozo.4. Contar con mapas geolgicos para seleccionar los pozos que se revisarn para programar el nuevo pozo.En la mayora de los casos se obtiene de primera mano, un plano de ubicacin (figural) y un plano de isocimas que muestra las caractersticas de la estructura (figura 2), el cual conforma el yacimiento

PEMEX

PROYECTO DE POZOS REGION SURPLANO REGIONAL DE UBICACIN

Figurai Plano regional de ubicacin.

acompaados generalmente de una seccin diagramtica que muestra el perfil del objetivo con respecto a pozos vecinos (figura 3).pozos pueden clasificarse de la siguiente manera: -Someros.- pozos con profundidad menor a 15 mil ft (4 mil 570 m).

CAMPO MUSPAC HORIZONTE CRETACICO SUPERIOR

Figura 2 Plano estructural de un campo.

Profundidad total programadaEs la profundidad vertical a la que se encuentra el objetivo, pero cuando un pozo no es perforado en forma vertical, entonces existe una profundidad llamada profundidad desarrollada total que es mayor a la profundidad vertical total.De acuerdo a la profundidad vertical alcanzada, los -Profundos.- pozos con profundidad entre 15 mil y 20 mil ft (4 mil 570 y 6 mil 100 m).-Ultraprofundos.- pozos con profundidad mayor a 20 mil ft (6 mil 100 m).Dimetro de la tubera de explotacinEl diseo de un pozo se realiza a partir de la tubera

Figura 3 Seccin diagramtica para ubicar en el espacio un pozo, respecto a sus pozos de correlacin.

de explotacin, lo cual indica que la planeacin se efecta de abajo hacia arriba.La tubera de revestimiento es una parte esencial de la perforacin y terminacin del pozo. Consiste de tramos de tubera de acero ya sean roscados o soldados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie.Los diseos ms comunes contemplan las siguientes tuberas de revestimiento:I- Tubera de revestimiento conductora2. - Tubera de revestimiento superficial3. - Tubera de revestimiento intermedia4. -Tubera de revestimiento de explotacin.Esta ultima tubera est diseada para soportar la mxima presin del fondo de la formacin productora y debe evaluarse para que tambin resista las presiones que se manejarn en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad.En el diseo del pozo, sta se coloca arriba y a travs de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio.El dimetro de la tubera de explotacin est en funcin de los requerimientos, expectativas, y caractersticas del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formacin, los fluidos de control y problemtica esperada, verificando los esfuerzos a que estar sometida; es decir debe disearse de acuerdo a los requerimientos de produccin, estimulacin y reparacin del pozo.Preguntas y respuestas1. Cul es el objetivo de la perforacin?2. Enumerar en orden secuencial, la informacin que se debe considerar en la planeacin de la perforacin.II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADALa columna litolgica consiste en una secuencia alternada de rocas sedimentarias. Con el estudio ssmico, y los datos geolgicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geolgica que se espera atravesar en la intervencin del pozo a perforar.El conocimiento de estas formaciones geolgicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforacin. Los problemas asociados con sobre- presiones afectan todas las fases de la operacin.El conocimiento de las presiones en un rea determinada ayuda a prevenir problemas.En Mxico, los trabajos de exploracin geolgica y explotacin petrolera han permirido evaluar las formaciones y lograr la elaboracin del mapa geolgico del pas.Casi todas las reas que actualmente producen hidrocarburos, se hallan en la planicie costera y en la plaforma continental del Golfo de Mxico, sobre una franja que se extiende desde la forntera de Estados Unidos, hasta la margen occidental de la pennsula de Yucatn y del frente de la Sierra Madre Oriental hasta la plataforma continiental del Golfo de Mxico.Las cuencas y plataformas de edad Jursico-Tardo y Cretcico se desarrollaron sobre un sistema de fosas y pilares tectnicos, producto de la separacin entre Amrica del norte y Africa. Este fallamiento se produjo durante el Trisico-Tardo y dio origen al depsito de las capas continentales. Al incrementarse la separacin de los continentes, las primeras transgresiones marinas en las fosas tectnicas pre-exis- tentes, dieron lugar a los depsitos de evaporitas y sal del SE del pas y del Golfo de Mxico.Sobre las cuencas y paleorrelieves jursicos y cretcicos de la planicie costera y la margen occidental del golfo de Mxico, se desarrollaron durante el terciario cinco cuencas principlaes, las cuales de norte a sur se han denominado: Cuenca de Burgos, Cuenca de Tampico-Tuxpan, Cuenca de Veracruz, Cuenca Salina del Istmo y Cuenca de Macuspana.Fuera de las reas tradicionalmente petroleras, situadas en el noreste de Mxico, slo en la porcin central de los estados de Coahuila y parte del Estado de Nuevo Len, se ha puesto de manifiesto la presencia de hidrocarburos tanto de sedimentos del Cretcico como en el Jursico Superior. Esta nueva rea productora de hidrocarburos se encuentra dentro de la unidad geolgica denominada Golfo de Sabinas, delimitada al oriente y poniente por los paleo-elementos Pennsula de Tamaulipas e Isla o Pennsula de Coahuila, respectivamente. En la figura 4 se ilustra un ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado. Estado mecnico, con columna geolgica atravesada y densidad de fluidos utilizados durante su perforacin.Preguntas y respuestas1. En qu consiste una columna litolgica?Es la secuencia alternada de rocas sedimentarias.2. Qu permiten evaluar los trabajos de exploracin geolgica y explotacin petrolera?El reconocimiento de las formaciones para la elaboracin de mapas geolgicos.III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACINDesde la planeacin del pozo, se incluye un programa para la toma de informacin que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan ncleos o se efecta alguna prueba de produccin.

Figura 4 Ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado.RegistrosGeneralmente el uso de esta palabra est directamente relacionada con los registros de tipo geofsico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado "Registro continuo de parmetros de perforacin". Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforacin.Este registro puede efectuarse en un slo intervalo o bien en todo el pozo e incluye la siguiente informacin: Velocidad de perforacin.. Exponente "d" y "dc" Costo por metro perforado. Peso sobre barrena Velocidad de rotaria, R.PM.Horas de rotacin.TorsinTemperatura de entrada y salida del fluido. Densidad de entrada y salida del lodo.Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida. Deteccin de H2S y C02.Presin de bombeo.Contenido de gas en el lodo.Gas de conexin.Litologa.Emboladas de la bomba.Niveles en presas.Densidad equivalente de circulacin.Presin de formacin y de fractura.Volumen de llenado.Toneladas kilmetro acumuladas del cable de perforacin.

Adems del registro anterior, tambin se incluye el programa en la toma de Registros Geofsicos que incluye principalmente los siguientes tipos:SP:Registrodepotencial espontneo.DIL: Registro doble induccin.DLL: Registro doble laterolog.RG: Registro de rayos Gamma.BHC: Registro snico compensado.CNL: Registro neutrnico compensado.FDC: Registro de densidad compensado.LDT: Registro de litodensidad.HDT: Registro de echados de la formacin.DR-CAL: Registro de desviacin y calibre del agujero.CBL: Registro de cementacin.NcleosLas operaciones de corte de ncleos proporcionan muestras intactas de formacin.Es el nico mtodo para realizar mediciones directas de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella.A partir del anlisis de los ncleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniera petrolera, gelogos, ingenieros en perforacin e ingenieros de yacimientos.Los gelogos y los ingenieros de yacimientos obtienen informacin sobre:LitologaPorosidadPermeabilidadSaturacin de aceite, gas y agua Interfaces Aceite-Agua, Gas-Aceite Rumbo y echado de las capasPara los ingenieros de perforacin, la mecnica de la roca proporciona informacin ms detallada a considerar en los futuros proyectos de perforacin.Seleccin de la profundidad de corte del ncleoLa profundidad dnde cortar un ncleo depende de varios factores entre ellos:1. - Tipo de pozo:ExploratorioDesarrollo2. - Tipo de informacin requerida:GeolgicaYacimientos Perforacin, etctera.Para casos de los pozos exploratorios, se requiere evaluar los horizontes que por correlacin tienen posibilidades de ser productores.Se cortan de I a 2 ncleos por intervalo dependiendo del anlisis de los primeros ncleos. As mismo, se busca obtener informacin geolgica adicional como:LitologaTexturaEdadDepositacin Planos de fracturaPorosidad, Permeabilidad y Saturacin de fluidos.Para el caso de los pozos de desarrrollo, la informacin requerida depende de los antecedentes de produccin de los pozos de correlacin:Distribucin de porosidades Distribucin de permeabilidades Permeabilidades relativas Saturacin residual de aceiteMojabilidadPresin en el volumen porosoContacto agua aceiteSusceptibilidad de acidificacinPor lo general se corta un ncleo en cada una de las formaciones que son productoras en los pozos de correlacin.Tipos de ncleosExisten dos mtodos para cortar ncleos:Ncleo de fondoNcleos laterales ( pared del pozo)La seleccin del mtodo depende de varios factores, entre ellos:Profundidad del pozoCondiciones del agujeroCosto de la operacinPorcentaje de recuperacinLas operaciones de fondo permiten la obtencin de diferentes tipos de ncleos:Ncleos convencionales Ncleos encamisados Ncleos orientados Ncleos presurizados Ncleos convencionalesEste se realiza una vez que se ha llegado a la profundidad deseada.1. Se baja el barril muestrero con la sarta de perforacin y se inicia el corte del ncleo.2. A medida que la operacin contina, el ncleo cortado se mueve al barril interior.3. Cuando se tiene cortada la longitud programada, se reduce el peso sobre la corona, se aumentan las rpm y en algunas ocasiones, se detiene la circulacin para desprender el ncleo.4. Por este mtodo, se obtienen muestras cilindricas de 9 m de largo y con dimetros que van de 2 3/8" a 3 9/16".5. Una vez en la superficie, el ncleo se recupera en el piso de perforacin y el gelogo se encarga de guardarlo en forma orientada.Este mtodo es adecuado cuando se tienen formaciones compactas.Ncleos encamisadosS se desea cortar un ncleo en formaciones pobremente consolidadas utilizando la tcnica convencional, la recuperacin es inferior al 10% de la longitud cortada.Es preferible encamisar un ncleo en formaciones suaves, quebradizas o semiconsolidadas. A medida que se corta, el mtodo consiste en cubrir el ncleo, con una camisa de neopreno o de fibra de vidrio. La consolidacin artificial de ncleo se lleva a cabo congelndolo o inyectndole gel plstico. Posteriormente se transporta al laboratorio para su anlisis.Ncleos orientadosUna de las ventajas geolgicas de los ncleos sobre los recortes es que se pueden identificar estructuras diagenticas y sedimentarias a gran escala.El echado de los estratos, las fracturas y otras estructuras sedimentarias o diagenticas pueden evaluarse.En un ncleo convencional, tal estimacin es posible con una exactitud controlada por la inclinacin del agujero nucleado.Por ejemplo, s una estructura tiene un echado relativo al ncleo y el agujero tiene una inclinacin de 3o, entonces el echado verdadero de la estructura puede estar entre 27o y 33o.Cuando se desconoce la orientacin horizontal del barril, el buzamiento y los echados verdaderos no se pueden estimar.Adems, el buzamiento y los echados verdaderos de las estructuras en diferentes partes del ncleo pueden desconocerse si el ncleo se rompe en esas partes.Para conocer la orientacin de la herramienta en el fondo del pozo, se instala un multishot en un lastrabarrena anti-magntico arriba del barril muestrero.El multishot se fija al barril interior, lo cual permite que permanezca estacionario con el barril cuando se corta el ncleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la inclinacin del agujero y de la orientacin de la cara del barril.Dentro del barril y despus de la recuperacin, la orientacin del ncleo se realiza por medio de una zapata orientadora fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del ncleo, a medida que entra al barril interior.Con la combinacin de las mediciones multishot, la velocidad de penetracin y las marcas de orientacin en el ncleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamiento de las estructuras.Adems, se pueden realizar anlisis de mineraloga y mecnica de la roca.Ncleos presurizadosEn las operaciones convencionales, las propiedades del ncleo cambian a medida que el ncleo viaja a la superficie.La declinacin en la presin y en algn grado en la temperatura, resultan en una liberacin de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificacin de la permeabilidad y porosidad absolutas y efectivas.La exudacin y la expansin del gas modifica sustancialmente la saturacin relativa de los fluidos. Un ncleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo ms cerca de las condiciones originales, la composicin y las propiedades representativas del yacimiento.Una vez cortado el ncleo, se presuriza el barril por medios mecnicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.Para compensar los cambios de presin por enfriamiento, se tiene una cmara de N2 a presin regulada.Una vez en la superficie, el ncleo se congela por medio de hielo seco o nitrgeno lquido durante 12 horas. La desventaja de esta tcnica es el costo.Ncleos de paredEsta tcnica se utiliza para recuperar pequeas muestras de las formaciones ya perforadas a una profundidad predeterminada.La pistola se baja con cable y se disparan las cmaras de recuperacin.Cada herramienta puede recuperar un promedio de 30 a 50 muestras a diferentes profundidades y paredes de agujero. Por lo general, esta tcnica se aplica una vez analizados los registros.El costo es bastante inferior. Las mediciones realizadas a los ncleos de fondo, tambin pueden efectuarse a las muestras de pared.Factores que afectan a los ncleosExisten dos factores bsicos que afectan los ncleos, estos son: el lavado de la roca por medio de los fluidos que penetran durante la perforacin y los cambios de presin y temperatura instantneos, a los que son expuestos.Para el primer caso, durante la perforacin, existe el problema dado por la penetracin en la roca. Ello provoca un desplazamiento de los fluidos originales (reduccin del contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua) lo que afecta agregando fluidos diferentes a los originales (figura 5).

Figura S Ejemplo de cambios en la saturacin que se presentan en un ncleo desde su posicin original hasta condiciones superficiales.Para el segundo caso, la presin y la temperatura son cambiadas bruscamente provocando un efecto durante la medicin de la permeabilidad, porosidad y resistividad, las cuales comnmente son usadas para definir el factor de resistividad de la formacin, el factor de cementacin y el exponente de saturacin.Pruebas de produccinPruebas de produccin durante la perforacinUna prueba de formacin "DST" (Drill Stem Test) es un procedimiento que provee una terminacin temporal del pozo, con el propsito de evaluar en forma rpida el contenido de fluidos y las caractersticas de la formacin para determinar si es comercialmente explotable y optimar su terminacin.Esta prueba utiliza la tubera de perforacin como medio para conducir los fluidos producidos a la superficie. Ms adelante se describe el aparejo temporal utilizado.La interpretacin de la variacin de presin es la fuente principal de informacin sobre el comportamiento dinmico de un yacimiento.En la actualidad, los avances tecnolgicos en este rengln son considerables. Y diversas compaas ofrecen un servicio integral, desde el diseo de la prueba hasta su interpretacin.Cualquier prueba de pozo tiene una serie de objetivos. Estos se ven influenciados por consideraciones tcnicas, operacionales, logsticas y por el mismo comportamiento del yacimiento.Satisfacer todas las condiciones puede optimar los tiempos y costos de operacin.Los servicios integrales incluyen herramientas de fondo, equipos de superficie y sistemas de adquisicin de datos.La adquisicin de datos del fondo del pozo y superficie es un paso esencial para la evaluacin del yacimiento y la toma de decisiones de carcter econmico.En resumen las pruebas DST (Drill Stem Test) se aplican a pozos en agujero descubierto o entubado. Unicamente varan en los accesorios del aparejo de prueba; bsicamente en el elemento de empaque y el acondicionamiento inicial del pozo.Pruebas DST para pozos en perforacinLa aplicacin de estas pruebas es comn durante la perforacin de pozos exploratorios, para evaluar en forma rpida zonas que por registros presenten posibilidades de contener hidrocarburos. Una prueba bien dirigida permite obtener una gran cantidad de datos tales como: ndice de productividad, dao, permeabilidad relativa, radio de drene, radio de invasin, espesor, saturacin, lmites del yacimiento, mecanismo de empuje, contenido de fluidos, etc.Estos son trascendentales en la toma de decisiones, tales como: si la terminacin es econmicamente rentable, disear la estimulacin o el fracturamiento en caso necesario, optimar el diseo de la terminacin, suspender la perforacin, no cementar la tubera de explotacin e inclusive taponar el pozo.Factores que se deben considerar antes de realizar una prueba DSTa) Condiciones del pozo: Historia de perforacin. Condiciones mecnicas. Verticalidad. Compactacin de la roca.b) Condiciones del lodo: Tipo de lodo. Densidad. Viscosidad. Filtrado.c) Tubera del aparejo de prueba: Tensin. Presin de colapsoPruebas DSTpara pozos en terminacin.Las pruebas de produccin en la etapa de terminacin del pozo, tienen los mismos objetivos que la prueba en agujero descubierto, con la ventaja de tener cementada la tubera de explotacin. Con lo cual se eliminan riesgos. Se evitan pegaduras por presin diferencial, derrumbes por mala compactacin, irregularidades en el dimetro del agujero, etctera.Los cuidados necesarios antes de realizar esta prueba, son los mencionados anteriormente.Secuencia que se debe seguir para realizar con xito una prueba de formacin: Objetivos Diseo de la prueba Medidores de fondo y superficie Monitoreo de tiempo real y toma de muestras De fondo y superficie Operacin y adquisicin de datos Validacin de las pruebas Informe final Preparacin del pozo Seleccin del equipoObjetivo de la prueba:Una prueba exitosa exige un buen diseo y un objetivo bien definido. Aunque no es posible hacer una lista de objetivos que sea suficiente para cada prueba, los ms comunes e importantes son Evaluacin e identificacin de los fluidos de la formacin. Medicin de la temperatura de fondo, las variaciones de presin y los gastos. Determinar la rentabilidad de la terminacin. Obtencin de la productividad del pozo. Obtencin de muestras representativas de los fluidos de la formacin, para anlisis de laboratorio PVT (Anlisis de presin volumen temperatura). Determinacin de parmetros tales como permeabilidad, ndice de productividad, dao, etc, para disear en forma ptima la terminacin.Procedimiento de ejecucinPaso 1.- Escariar la ltima T.R. con la herramienta adecuada.Paso 2.- Acondicionar el agujero y tomar los registros necesarios (calibracin, de coples, litolgico, etctera.).Paso 3.- Efectuar reunin de trabajo con el personal involucrado, explicando el objetivo de la prueba, las normas de seguridad y asignar tareas especficas para evitar errores durante la prueba.Paso 4.- Armar el aparejo de prueba y probar hidrulicamente el cabezal de produccin y los preventores con la presin de trabajo de los mismos.Paso 5.- Bajar el aparejo DST con la vlvula principal cerrada, llenar el mismo con el fluido previamente determinado (agua, salmuera, etc.) y probarlo hidrulicamente (3 veces como mnimo).Paso 6.- Mientras se baja el aparejo, instale y pruebe el equipo superficial (el tanque de medicin, el separador, el quemador, etctera).Paso 7.- Armar e instalar la cabeza de prueba, las lneas de control y efectuar la prueba hidrulica.Paso 9.- Anclar el empacador siguiendo las indicaciones de la compaa.Paso 9.- Abra la vlvula principal:a) Deje 14 kg/cm2 de presin testigo en la TPb) Cierre los preventores.c) Aplique presin al espacio anular hasta que observe variacin de la presin testigo dejada en la TP, lo cual indicara que la vlvula ha sido abierta. Cuantifi- que el volumen utilizado para represionar.Paso 10.- Abra el pozo al tanque de medicin por el estrangulador, hasta que se recupere el volumen de fluido programado (1er periodo de flujo).Paso 11.- Proceda a efectuar el cierre de fondo, cerrando la vlvula principal mediante el depre- sionamiento del espacio anular. La duracin recomendada para este periodo es de 2 horas.Paso 12.- Abra la vlvula principal y efecte el 2do periodo de flujo, midiendo el gasto en el tanque. La duracin de este periodo ser de 3 horas o el necesario para recuperar el volumen programado.Paso 13.- Antes de finalizar este periodo de flujo operar el muestrero.Paso 14.- Efecte el cierre final desfogando la presin del espacio anular. El tiempo recomendado para este periodo de restauracin de presin es de dos veces el periodo anterior de flujo, si se present alta productividad y de tres veces si la produccin fue baja.Paso 15.- Abra la vlvula de circulacin y controle el pozo por circulacin inversa.Paso 16.- Desancle el empacador.Paso 17.- Desconecte la cabeza de prueba y recupere el aparejo de prueba.Paso 19.- Elabore un informe completo de interpretacin, recomendaciones y conclusiones de la prueba efectuada.Preguntas y respuestas1. Mencionar las principales caractersticas petrofsicas que se obtienen a partir del anlisis de ncleos.2. Calcular por rumbo y distancia las coordenadas finales considerando los siguientes datos del tubo conductor.Rumbo: N35E.Distancia: 800 metros.Coordenadas, tubo conductor:X = 520,320.00 Y = 1,925,300.003. Enumerar los factores que deben considerarse al realizar una prueba de produccin (DST), durante la perforacin.IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMACIN DE POZOS DE CORRELACINUno de los aspectos ms importantes en el proceso del diseo de la perforacin de un pozo es el de determinar las caractersticas tcnicas (formaciones a perforar, estabilidad, etc) y problemas que se podran encontrar durante la perforacin del mismo. Esto se puede realizar mediante el anlisis de la informacin generada en el campo.De la calidad y cantidad de informacin disponible depender la calidad del proyecto a realizar.Pozos exploratorios.- la informacin disponible para el diseo de la perforacin en pozos exploratorios se limita a estudios geolgicos y geofsicos realizados en el campo prospecto. Aunque el ingeniero en perforacin no es el responsable de la localizacin del pozo prospecto, el conocimiento geolgico del rea le permitir:-Determinar la geologa del pozo a perforar.-Identificar anomalas geolgicas que pueden encontrarse durante la perforacin.El empleo de la informacin geofsica, en particular informacin sismolgica permite determinar la litologa a perforar, presiones de formacin y fractura, propiedades mecnicas de las formaciones y echados de las formaciones.Pozos de desarrollo.- Si el pozo prospecto es de desarrollo se contar con la informacin generada durante la perforacin de pozos perforados anteriormente en el mismo campo.Registros geofsicosLa existencia de ciertos registros geofsicos constituyen una poderosa herramienta para predecir lo que se espera en el pozo a disear. Por ejemplo, los registros de resistividad y/o de porosidad nos permiten efectuar una prediccin adecuada de las presiones de formacin y fractura que es una informacin fundamental para poder realizar el diseo apropiado del pozo a perforar. De la cuantificacin correcta de estas presiones depender la profundidad de asentamiento de tuberas de revestimiento, programas de densidades del fluido de perforacin, diseo de lechadas de cemento y diseo de tuberas de revestimiento; es decir el diseo total del pozo. Adems el hecho de perforar el pozo hasta el objetivo planeado depender muchas veces de la cuantificacin correcta de estas presiones.La seccin estructural se va correlacionando con los contactos geolgicos para programar el diseo y asentamiento de tuberas de revestimiento, densidad de los fluidos de control, zona de presiones anormales.La existencia de zonas problemticas puede comprenderse mejor si se cuenta con informacin de carcter geofsico. Las zonas arcillosas son potencialmente zonas problemticas durante la perforacin.La forma en la que el material arcilloso se encuentra depositado, afecta algunos parmetros, los cuales son obtenidos por medio de los perfiles dependiendo de la proporcin de arcillas presentes, sus propiedades fsicas y la forma en que se encuentran. Estudios al respecto muestran que el material arcilloso se encuentra depositado en tres formas: Laminar Estructural DispersaLaminar: Consiste en una serie de lutitas y/o arcillas en forma laminar, depositadas entre las capas arenosas y/o limolticas.Aunque este tipo de arcillas no tiene mucha ingerencia en la porosidad pero s en los registros, en especial los Rayos Gamma, Induccin de alta Resolucin (HRI).Estructural: Este tipo de arcilla se encuentra presente en forma de granos o ndulos en la matriz de la formacin, es decir, forma parte del cuerpo, aunque este tipo de arcilla tampoco le afecta la porosidad se considera con las mismas propiedades de las arcillas laminares.Dispersa: Este tipo de arcilla se encuentra en dos formas diferentes:En forma de acumulaciones adheridas a los granos o revistiendo los mismos.Llenando parcialmente los canales porosos ms pequeos (intergranulares, intersticios), este tipo de arcilla reduce la porosidad considerablemente.Todas las arcillas pueden presentarse simultneamente en la misma formacin, sin embargo por lo general la arcilla predomina en una sola capa o tipo y se han originado "Modelos simplificados", los cuales permiten obtener valores razonables de porosidad y saturacin de agua, dependiendo del tipo predominante de arcilla.En la prctica y para conceptos de interpretacin se considera que las arcillas laminares y estructurales, tienen en promedio, las mismas propiedades que las arcillas de las capas adyacentes, ya que tericamente estn sometidas a la misma presin de sobrecarga y que son regularmente uniformes.Comportamiento de los diferentes registros frente a intervalos o formaciones de zonas arcillosas.Los registros de resistividad son afectados debido a las bajas resistividades de las arcillas, esta reduccin es en mayor proporcin en arenas arcillosas de tipo laminar y estructural que en las dispersas.La curva de SP vara cuando se perfora con lodos base agua, cuanto ms grande sea la proporcin de arcillas ms reducida ser la desviacin o valor de la curva SP respecto al valor de este en una formacin limpia de suficiente espesor, que tuviese el mismo tipo de agua de formacin.Cabe mencionar que adems la presencia de hidrocarburos, tambin contribuye a reducir an ms el valor de la curva SP y es mayor en arenas arcillosas.Esta reduccin de la curva SP es ms notoria en las arcillas tipo laminar y estructural que en la dispersa, la desviacin de la curva una vez corregida por espesor de la capa se le conoce como SSP (Potencial Espontneo Pseudoesttico).Otros tipos de registros:Densidad: Es el perfil de la densidad, responde a la densidad electrnica del medio, la presencia de arcillas en la formacin produce el aumento de la porosidad efectiva que puede obtenerse del registro, ya que por lo general, la densidad de las lutitas estn en el orden de 2.2 a 2.65 gr/cc.Neutrn: El registro neutrn responde a todo el hidrgeno contenido en la formacin, esto tambin incluye el hidrgeno en el agua intersticial presente en las arcillas, lo cual significa que la lectura del perfil se encuentra incrementada por efecto de arcillas presentes en la formacin.Snico: La presencia de arcillas en la formacin afecta a la lectura del registro, aumenta dependiendo del tipo de distribucin de la arcilla presente ya sea laminar, estructural o dispersa.Estas consideraciones aplican ms a formaciones compactas. Como anteriormente se mencion con los registros anteriores se puede efectuar el clculo de volumen de arcilla (Vsh), para fines de porosidad efectiva y la saturacin de agua.El anlisis de registros en arenas arcillosas es difcil especialmente cuando se tienen resistividades bajas en el orden de 1 o 2 ohms y cuando los registros de Densidad Neutrn demuestran pobre desarrollo en la porosidad.Aos atrs no era muy atractiva la perforacin en campos con yacimientos en formaciones de este tipo debido a la elevada inversin econmica.Hoy en da son grandes desafos al perforar y producir a un costo menor. Contamos con herramientas y tcnicas de nueva tecnologa, las cuales nos ayudan a obtener informacin directa de los fluidos en los yacimientos, as como tambin imgenes de la formacin conjuntamente con sus caractersticas y comportamiento.Registros de fluidos de perforacinEl diseo de los fluidos de perforacin va en funcin de la litologa, temperatura, hidrulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundizacin), perfil del agujero, programa de dimetro de agujero y tuberas de revestimiento (convencional, esbelto, ncleos continuos, etc), profundidad del pozo, logstica, daos a la formacin y restricciones ambientales.Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y caractersticas apropiadas para todas las operaciones que se realizarn considerando los costos de los mismos.Durante la intervencin del pozo se lleva un registro de fluidos de perforacin con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadsticas de los pozos vecinos.Los reportes de fluidos describen las caractersticas fsicas y qumicas del sistema de lodos, los cules se hacen diariamente.La figura 6 ilustra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente informacin: Nombre del Pozo Fecha Profundidad Datos de las bombas de lodo Equipo para el control de slidos Densidad Viscosidad Marsh pH del lodo Viscosidad plstica Punto de cedencia Gelatinosidades Contenido de cloruros Contenido del in calcio Contenido de slidos Filtrado



Diseo de la Perforacin de Pozos Por ciento de aceite

II

26

23Por ciento de aguaforacin,destacando la informacin relevante, asCantidad de slidoscomo los problemas encontrados, registros geofsicosTemperaturatomados, rcord de barrenas, equipo de perforacin1.- CLASHGCN2, FRDIDADEQKC 3.- FEGADURA4.- PE5CA5, DERRUMBE 6.- RESSIEN3A7.- ERKEICN8, ATRAPAMIENTO 9.- DESVA ROZOFiltradoutilizado, etc., adems de toda la informacin que seTLBOPRIMERASEGUNDATERCERACURIA

CONDUCTORETAPAETAPAETAPAETAPA

TR103/4 ENA14TR 75/8 ENA9

MAMALES YTR24 BNA30TR16 ENA223/41/2TR5 ENA57/8TOTAL

OONOPIOS(MEAD(ANUDADCANEAD(ANTIDAD(ANTIDADCANHEAD

BARITATON0TON

DIESEL87.0611MB34.36MB6980.95MB710292MB

OXIDO DE CALCIO

SECUESTRANTEH2S

CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI.0TON

OBT. CELULOSICO MED0TON

OBT CELULOSICO FINO0

AGUAQUIM

SUBTOTAL MAT. QUIMICO (COSTO)7102.92

TIPO DE LODO Y DENSIDADBEIH 1.(8KLA-GARD1.25E.I.DENS=1.47E.I.DENS 1.55E.I.DEN.0.90-0.89

VOLUMEN RECIBIDO Y COSTOMB129MB1045.5MB597MB7775.95MB9547.45MB

VOLUMEN ENVIADO Y COSTO129MB140MB60MB131MB395MB855MB

VOLUMEN PERDIDO Y COSTO140MB315MB787.5MB366MB7380.95MB8989.49MB

SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.)1741.73MB1741.73MB

ATN. TECNICA POR MANTTO. (CIA. MI.)43DIAS43DIAS

CONTRATO INT. DE FLUIDO CIAS (MI.)50MTS850MTS2200MTS840MTS392MTS4332MTS

MATERTIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P)0MB160MB160MB

SERV. INT. ATN. TECNICA3DIAS13DIAS34DIAS40DIAS35DIAS125DIAS

BARITA PROPORCIONADA POR CIA.63.88TON260.19TON516.995TON787.1TON1628.13TON

CONTT. CIA. CONTROL SOL COMSERTEC8DIAS13DIAS34DIAS40DIAS79DIAS174DIAS

SERV MANTTO GRAL. EQ. CONV. CONT. SOLSERV1SERV.1SERV.

SERV. LIMPIEZA INT/EXT. DE TUBERIA35DIAS35DIAS70DIAS

SERV RETROESCAVADORADIAS9DIAS8DIAS17DIAS

COSTO SANEAMIENTO DE RECORTES0MB

SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS

FECHA INICIO Y TERMINO17/01AL 19/01/9820/01AL 1/02/982/02 AL 7/03/98/03 AL16/04/9817/04 A25/0i/98

METROS PERF Y DESVIADOS50MTS850DIAS2200MTS840MTS590MTS4530MTS

COSTO POR METRO PERFORADO0MB

RECORTES TRANSPORTADOS VIAJES00DIAS

AGUA RESIDUAL TRANSPORTADA1VIAJ1VIAJ

COSTO POR TRANP. MQ. LODO DIESELVIAJ17VIAJ8VIAJ430VIAJ455VIAJ

SUBTOTAL SERVICIOS DE APOYO

PROBLEMAS[footnoteRef:1] [1: EnjarreHistoria de perforacinRegistra todos los eventos ocurridos durante la per-]

Figura 6 Formato de reporte diario de fluidos de perforacin.

considere pertinente.Resumen de operacionesSe realiza un programa resumido de las operaciones que se ejecutan durante la intervencin del pozo, ascomo al trmino del mismo se hace un resumen operacional el cul consiste en un informe de operaciones donde se van detallando las operaciones a medida que se est interviniendo el pozo, con sus operaciones normales, problemtica que se presenta, como fue solucionada, asentamientos de tuberas de revestimiento, cementaciones, das de duracin de cada etapa de perforacin, cambio de etapa, das totales.Todo lo anterior es con la finalidad de tener estadstica y conocer ms el campo, verificando el tiempo programado durante la intervencin con el tiempo real, correlacionando para las futuras programaciones de perforacin en el mismo campo.Distribucin de tiemposEn el programa detallado para la perforacin de un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar.La distribucin de tiempos de los pozos vecinos previamente perforados sirven como referencia as como las estadsticas y el tiempo real que utilizaron por ejemplo:Es muy importante correlacionar para las futuras programaciones y diseos de perforacin en el mismo campo.En la figura 7 se ilustra un formato de la distribucin de tiempos en la perforacin de un pozo.Registro de barrenasEn cada pozo que se va interviniendo se lleva un registro de barrenas con la finalidad de programar en el prximo diseo de pozo las barrenas ideales para cada formacin y condiciones de operacin ptimas de trabajo para cada etapa.La estadstica consiste en: Nm. de Barrenas Caractersticas Rendimiento Condiciones de operacin Fluido Desgaste ObservacionesEn la figura 8 se ilustra un formato del registro de barrenas:Configuraciones estructuralesLa ubicacin estructural para el diseo de un pozo de desarrollo proporciona informacin valiosa para el inicio de los trabajos ya que de ellos depende en gran parte el xito de la perforacin.Preguntas y respuestas1. Qu permite conocer el aspecto geofsico del rea donde se perfora?2. Para qu nos sirven los registros geofsicos, al planear la perforacin de un pozo?3. En qu formas se encuentra depositado el material arcilloso?INICIO PERF'N 19/ENE/98TOTALCONCEPTOS OPERATIVOSENEFEBMARABRMAYJUN

SAMARIA I 199

OPERA C/ON NORMALHORASHORASHORASHORASHORASHORASHRS.%%

PerforaReqistros geofsicos Preparativos e introducci'Preparativos y cementando Inst. o Desmant. BOP's , o C.S.C. Prueba. BOP's , o C.S.C.CirculaViajesDesplazando Fluidos Cortay recupera Ncleo Rebajando Cemento Servicios Direccionales Desliza y corta cable Espera fraguadoPlatinas de soq. Tcol. Y onnt. Pnzns69.00294.00344.0072.50119.0026.00924.5024.6940.20

11.0028.500.0035.0012.0019.00105.502.824.59

22.008.0017.0032.000.0028.00107.002.864.65

12.500.0011.008.000.0012.0043.501.161.89

34.0015.0056.0061.000.004.00170.004.547.39

0.004.006.007.500.000.0017.500.470.76

9.5015.504.5011.502.5022.5066.001.762.87

53.0089.5079.50239.5051.00116.00628.5016.7927.33

0.000.000.004.500.000.004.500.120.20

0.000.000.0043.0013.500.0056.501.512.46

0.506.008.005.000.000.0019.500.520.85

0.000.006.008.003.000.0017.000.450.74

0.003.007.505.503.502.0021.500.570.93

24.000.0024.0018.000.0024.0090.002.403.91

0.002.000.0025.500.500.0028.000.751.22

TOTAL OP. NORMAL23550465.505635057650205.00i 2253:50 i:2299.5061.42100.00

OPERACN. CONPROflMS.

RepasaReqistros geofsicos Peqadura de TuberaPesca / MoliendaCircula Acondicionando LodoAcond. AqujeroColoca BachesControl de BrotesCementandoRebajar Cemento y Accesorios Corte de nucleo Introduccin de T.R.Inst. o Desmant. BOP's Side - Track/Recuperando aqujero Servicios Direccionales Purdida de Circulacin25.50127.002.504.003.5031.50194.005.1819.10

0.000.000.004.000.0013.0017.000.451.67

0.000.003.000.000.000.003.000.080.30

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

5.5011.002.006.5021.002.0048.001.284.73

0.0041.506.501.502.50120.00172.004.5916.94

0.000.000.500.000.000.000.500.010.05

0.000.000.000.00142.005.00147.003.9314.48

16.500.000.000.000.0096.00112.503.0011.08

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

0.000.000.0039.0027.500.0066.501.786.55

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

8.500.000.002.0024.500.0035.000.933.45

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

0.000.00130.0036.500.500.00167.004.4616.45

0.000.008.0017.0028.000.0053.001.425.22

TOTAI OP. C/PROR.56.00179.50: :152.50 :i 110.502249.50: : 267.50:1015.5027.12100.00

ESPERAS

Reparacin de Equipo Reparacin de Bombas Reparacin de Uniflex Suspendido por Afectacin Nivela Mustil Cias. de Servicio0.002.002.005.501.500.0011.000.292.56

8.0011.0014.506.000.000.0039.501.069.21

0.008.507.000.000.000.0015.500.413.61

0.000.004.5015.000.000.0019.500.524.55

0.005.500.000.000.000.005.500.151.28

12.500.000.006.50264.0055.00338.009.0378.79

TOTAL ESPERAS20.5027.0028.0033.00265.5055.00429.0011.46 100.00

TOTAL312.00672.00744.00720.00720.00576.003744.00100.00

13.00 28.00 31.00 30.00 30.00 24.00DIAS156

Figura 7 Formato de la distribucin de tiempos en la perforacin de un pozo.REGISTRO DE BARRENAS

EQUIPO I.P.C.-511POZO:SAMARIA 1199BOMBA 1 :BOMBA 3:

NoBNASDIAM.CARACTERITIPO | MARCASTICASSERIETOBERASINICIORENTERM.DIMIENTO MTS. || HRSMIN'MCONDICION DL OPLKACIOP.S.B RPMI P.B GPMLODO TIPO IdENS.DESGAS FORMACION TrEBD/REDOBSERVACIONES

TUBO CONDUCTOR

130111SECURITY503372s/r050502.001.32100432BENT1.08P.SDLDOKUSADA- PERF. PJCONDUCTOR.

PRIMERA ETAPA

122135SMITH10953(14). 1(13)5090085035.352.5110160190864INHIB.1.2P.SL211/16"Cbio. de etapa

SEGUNDA ETAPA

114 3/41.1.5SMITH34633(14) ,1(12)8501494867463.1812170160651E.l.1.3711/4"

214 3/41.1.5.SMITHLP-34623(15).1(14)149417672406444.1513170175697El1.32741/4"

314 3/41.1.5.SMITH94553(15) ,1(12)1767262021445.1512.6914150185604E.l.1.47311/16"

414 3/4M-75SMITH59975(13) ,2(12)2620310048069.058.645180200651E.l.1.4745%Termin etapa.

TERCERAETAPA

19 1/21.1.6.SMITH30541(15) ,1(16)310031808029.4822.118160133372E.l.1.522IInici desviacin.

29 1/2M50PXSMITHJR-54323(13) ,3(12)318032769635.0221.89340133372E.l.1.5512%

39 1/2M60PSMITH89203(12) ,3(13)3276352725169.0016.49350150372E.l.1.5510%

49 1/2M5PXSMITHJR-54323(13) ,3(12)3527364921871.0819.60370155372E.l.1.5580%

59 1/2M94SMITHJR-14323(16) ,1 (15)3649388823967.0816.80450150395E.l.1.555%

69 1/2437SMITH30913(18)3888389469.0090.00950175418E.l.1.55241/16"

79 1/2M94SMITHJR-14323(16) ,1 (15)3894394028090.1719.358160170475E.l.1.555%.

CUARTA ETAPA

16 1/2"447SMITHLD-88333(16)3940394553.3843.60570135214verstil0.911IREB.ACC.YPERF.

26 1/2M33SMITHJR-64413(13)394540429721.0513.02370102172E.l.0.95%Perfora bajo balance

6 1/2"COR.CHRISTEN315155ST4042404756.0072.0046075176E.l.0.3820%

6 1/2"COR.CHRISTEN.315155sn4047405589.0367.7345075163E.l.0.8840%

36 1/2"M33SMITHJR-64413(13)4055416911462.0832.674 a 550120186EJ.0.865%.

6 1/2"COR.CHRISTEN.SC-777S/T.4169417456.3078.0046070163E.l.0.36

6 1/2"COR.CHRISTEN476s/r4174418282.3018.7546070163E.l.0.36

46 1/2"M33SMITHJR-64413(16)418242183612.0020.0036077186E.l.0.814%

56 1/2"M33SMITHJR-64413(16)4218434312534.1216.4156017593MXLOVV0.8545%

56 1/2517SMITH2219S/T4343449515243.5517.3466011993MXLOVV0.35111%

66 1/2"517SMITHLS-2221S/T449545303513.1522.7166017593MXLOVV0.36Profundidad total.



Diseo de la Perforacin de PozosFigura 8 Formato del registro de barrenas de un pozo en perforacin.

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53V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES DE PRESIN (FORMACIN Y FRACTURA)La bsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la determinacin adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinacin del asentamiento de las tuberas de revestimiento y la geometra del pozo.El conocimiento exacto de los gradientes de formacin y de fractura, juegan un papel de gran importancia en las operaciones de perforacin y terminacin de pozos. Constituyen la base fundamental para la ptima programacin del lodo de perforacin y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberas de revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforacin bien planeados se reduce el dao causado por el lodo a las formaciones productoras, se aumenta al mximo el ritmo de penetracin y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberas de revestimiento, especialmente en zonas con presin anormal donde la presin de formacin puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la deteccin y evaluacin de las presiones de formacin y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforacin de tipo exploratorio.El mtodo ms efectivo para planear la perforacin de un pozo y determinar cmo se llevar el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presin de formacin, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforacin. Tiene ms relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado.El conocimiento de ciertos principios geolgicos y leyes fsicas es til para comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretacin real de los datos generados durante la perforacin y aquellos obtenidos de los registros geofsicos, est basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretacin prctica de datos de campo nos dar la mejor evaluacin de los gradientes de formacin y de fractura.En los ltimos aos, se han desarrollado varios mtodos y softwares para la estimacin de los gradientes de presin y de fractura, los cuales son la base fundamental para seleccionar en forma adecuada las zonas de asentamiento de las tuberas de revestimiento y determinar las densidades del fluido de perforacin para las diferentes etapas del pozo.La existencia de formaciones geolgicas altamente presurizadas en el subsuelo han causado severos problemas durante la perforacin y terminacin de pozos en muchas reas petroleras del mundo. En ocasiones han generado la contaminacin del entorno ecolgico, la prdida de vidas humanas, la prdida de reservas de hidrocarburos y grandes erogaciones econmicas para su control y la forma para remediar los daos causados.En nuestro pas, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un rango de edades geolgicas que van desde el Terciario hasta el Jursico, en profundidades desde unos cuantos metros hasta ms de 5 mil en zonas tanto terrestres como costa afuera.En la actualidad, con la explotacin de los horizontes productores y una baja importante en la presin de los mismos, ha tenido un impacto importante en las zonas de transicin que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en donde muchas veces se presentan prdidas de circulacin y obligan a la cementacin de tuberas de revestimiento que se encuentran fuera de programa. Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se ha logrado atenuar la problemtica descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una actualizacin y divulgacin efectiva de los conocimientos necesarios para controlar este tipo de problemas.Cabe mencionar que los cambios de presiones estn ligados -entre otros casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a cambios mineralgicos de las formaciones y por consiguiente, a cambios laterales o verticales de facies y planos de falla.

Figura 9 Presin hidrosttica.D

Se presentan los principios fundamentales en relacin al trmino de presiones de formacin y de fractura, su uso y origen. Por otra parte, se ofrece un ejemplo de evaluacin y experiencias adquiridas en el manejo de las presiones anormales y su aplicacin en el desarrollo de la perforacin del Campo Sen.De la diversidad de tecnologas aplicadas, se resalta la determinacin de las propiedades mecnicas de las rocas, a partir del registro snico digital. Complementada con la aplicacin de la metodologa conocida en la determinacin de los puntos de asentamiento de las tuberas de revestimiento, desde los perfiles de gradientes de poro y fractura. As se obtienen resultados satisfactorios.Gradientes de formacin y de fracturaLas propiedades de las formaciones lutticas se utilizan para predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus caractersticas, y adems constituyen un gran porcentaje de los sedimentos depositados en las zonas petroleras.Debido a que los estratos lutticos son notablemente sensibles a los procesos de compactacin, estos han constituido una valiosa ayuda en la deteccin y construccin de perfiles de presin. Cuando el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan presiones normales en las formaciones, la compactacin de las lutitas es funcin principalmente de la profundidad. Por lo tanto, a mayores profundidades de enterramiento, es mayor el grado de compactacin y la densidad que exhiben.Las rocas lutticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad mayor que la de una formacin de las mismas caractersticas con presin normal, debido a que contienen una mayor cantidad de fluido. Como resultado de lo anterior, los parmetros de las lutitas sensibles a la compactacin y obtenidos de los registros, son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de compactacin. La forma y la pendiente de esta tendencia es caracterstica de las formaciones de una regin geolgica, de un solo campo y algunas veces, solamente de un bloque fallado.Los comportamientos tpicos que presentan la resistividad y conductividad en zonas anormales, tambin pueden ser originados por formaciones impregnadas de agua con alto contenido de sales minerales.Una de las mejores herramientas usadas tanto para la deteccin como para la estimacin de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los datos obtenidos de los registros geofsicos, principalmente los snicos que estn menos influenciados por las caractersticas del lodo usado durante la perforacin.Conceptos fundamentalesSe hace una breve descripcin de las teoras bsicas que explican el origen de las presiones anormales en el subsuelo, as como definiciones y conceptos bsicos necesarios para una mejor comprensin del tema.Presin hidrostticaEs la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de rea. No importa cul sea el rea de la seccin de la columna y se expresa de la siguiente manera:Ph = pD/IO {Kg/cm2}La presin hidrosttica es afectada por: Contenido de slidos. Gases disueltos.P La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.Presin de sobrecargaEs la presin ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera:S = peso matriz rocosa + peso fluido intersticial dio del gradiente de sobrecarga es 0.231 Kg/cmP/m, que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cmQ.El gradiente de sobrecarga vara de un lugar a otro y debe calcularse para cada zona en especial. Para calcular la presin de sobrecarga se deben leer datos del registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca vara linealmente entre dos profundidades, as como determinar la densidad promedio.En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de Mxico, la presin de sobrecarga podra aproximarse as:S = 0.231 Kg/cmP/m

Figura 11 Efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre la porosidad de formacin durante la compactacin normal.S a (1 - /4) (S - Pf)sustituyendo la ecuacin anterior en la de FP y dividiendo por la profundidad se obtiene que el gradiente de presin de fractura es:FPG = pf / D + (1/3 a >/2) (S / D - Pf / D)El gradiente de presin de fractura, como puede observarse en la expresin anterior, es funcin de los gradientes de sobrecarga y de presin de formacin, as como tambin de los esfuerzos a los que est sometida la estructura de la roca.Para determinar el gradiente de presin de fractura, a travs de este mtodo, se recomienda seguir el procedimiento descrito a continuacin:1. Se determina el gradiente de presin de formacin, aplicando cualquiera de los mtodos descritos con anterioridad, a la profundidad de inters.2. Se determina el gradiente de presin de sobrecarga cmo se indic anteriormente a la profundidad elegida.3. Utilizando la ecuacin FPG se pueden encontrar los lmites mnimo y mximo de los gradientes de presin de fractura.4. Repitiendo los pasos anteriores a diferentes profundidades, se obtiene un perfil del gradiente de fractura con la profundidad.Bajo condiciones normales de presin en las formaciones (0.465 psi/pie) y con un gradiente de sobrecarga de 1.0 psi/pie (considerando para la zona de la Costa del Golfo), los lmites de los gradientes de fractura son: 0.64 psi/pie y 0.73 psi/pie mnimo y mximo respectivamente.La diferncia entre los gradientes de presin de fractura mnimos y mximos. Se reduce con un incremento en el gradiente de presin de formacin. Por tanto, las presiones adicionales que se presentan al introducir y sacar la tubera de perforacin o al empezar a bombear, llegan a ser de gran importancia con gradientes de presin de formacin altos.Las experiencias de campo indican que en muchas reas un gradiente de presin constante no es real, por ejemplo, en el rea de la Costa del Golfo, las predicciones del gradiente de fractura a partir del mtodo de Hubbert y Willis son bajas comparadas con datos reales de campo.Mtodo de EatonEsta tcnica se basa en los trabjos desarrollados por Hubbert y Willis. Tomando en cuenta las propiedades elsticas de las rocas, se ha encontrado que, por medio de la relacin de Poisson, los esfuerzos vertical y horizontal soportados por la roca se pueden relacionar por medio de la siguiente expresin:Oh a [v /1 - v] OvComo se indic anteriormente, la presin de fractura puede definirse aproximadamente por medio de la ecuacin FP, y apoyndose en la ecuacin anterior, puede expresarse como:FP a pf + [ v /I - V] ovDe tal manera que el gradiente de presin de fractura de la formacin, es posible estimarlo a partir de:FPG a Pf / D + [v /I - v] ov / DQue se conoce como la ecuacin del gradiente de fractura de Eaton, y en la cual se observa que el gradiente de presin de fractura es funcin de la relacin de Poisson, de la presin de formacin y de la presin de sobrecarga, que son considerados a diferencia de los mtodos anteriores como variables con respecto a la profundidad. Se observa adems, que la ecuacin presentada por Eaton es similar a la de Matthews y Kelly.El cociente de las relaciones de Poisson debe establecerse para cada rea en particular, con la ayuda de datos de campo a travs de la siguiente expresin:v /I - v= (FPG - Pf / D) / (S / D - Pf / D)o directamente de la relacin de Poisson con: v= A / A + Idonde:A = (FPG - Pf / D) / (S / D - Pf / D)Para determinar el gradiente de presin de fractura utilizando este mtodo, se recomienda seguir el procedimiento descrito a continuacin:1. Similar a la tcnica anterior, es necesario preparar una grfica que represente la variacin de la relacin de Poisson con la profundidad, con datos pertenecientes al rea en estudio, o bien una grfica del cociente de relaciones de Poisson con la profundidad. Esta grfica debe considerar a la presin de sobrecarga variable, con la ayuda de datos de campo y la ecuacin n, a partir de las cuales es posible estimar el valor de la relacin de Poisson correspondiente a la profundidad requerida.2. Estimar el gradiente de presin de formacin.3. Calcular el esfuerzo vertical soportado por la roca a partir de datos extrados del registro de densidad.4. Evaluar el gradiente de presin de fractura utilizando la ecuacin FPG para la profundidad elegida.5. Con la repeticin de los pasos anteriores a diferentes profundidades, es posible construir un perfil de la variacin del gradiente de presin de fractura con la profundidad.Nomenclatura:C = Conductividad de la lutita leda sobre la tenden-ncia normal de compactacin.Co = Conductividad de la lutita leda de datos del registro.D = Profundidad. d = Exponente d .c1cFP = Presin de fractura de la formacin.FPG = Gradiente de presin de fractura de la formacin.P = Presin.Pf = Presin de poro o de formacin.PH = Presin hidrosttica.P/D = Gradiente de presin de formacin.(P/D)n = Gradiente de presin normal para la zona en estudio.Ro = Resistividad de la lutita leda del registro.Rn = Resistividad de la lutita leda sobre la tendencia normal de compactacin.S = Presin de sobrecarga.S/D = Gradiente de presin de sobrecarga. = Exponente de la ecuacin de Eaton.ht n= Tiempo de trnsito de la lutita ledo sobre la tendencia normal de compactacin.hto = Tiempo de trnsito ledo del registro.v = Esfuerzo vertical soportado por la roca.oH = Esfuerzo horizontal soportado por la roca.ct/D = Gradiente de presin neto vertical soportado por la roca.(a/D)n = Gradiente de presin vertical normal soportado por la roca.(a/D)an = Gradiente de presin vertical anormal soportado por la roca.v = Relacin de Poisson. p = Densidad.p = Densidad promedio de las rocas 5 H-90, 3" D.E. x 2- 13/16" D.l. CON 6- 5/37" D.E. x 2- 1/4 D I. CON 41/2' I.F. 5" H-90, 8" D.E, x 2-13/16" D.l. CON 6- 5/8" H-90 6- 5/0" REG.

10-5/8-117* D.E, X 2- 13/16" D.L CON 4- 1/2TF. 0 6 H-90; 8" D.E. x 2- 13/16 D.l. CON 6- 5/8" REG.87 D.E x 2-13/1S' D.l. CON 6- 5* REO., 7 D.E. X 2- 13/16" D.l. CON 7-5/3" REG.

12 -1/43" D.E. x 2- 13/16 D.L. CON 6- 5/0" H-90 6-5/6" REG.87 D E x2-13/167 DI. CON B-5/0" H-90 0 6- 5/5 REG., 9 D.E, X 2- 13/167 D.l. CON 7- 5/B" REG; 10" D.E x 2- 13/167 3 D.l. CON 7 5/37 H-90 0 7- 5/0 REG.

17-1/23 D.E. x 2- 13/16" D.l. CON 6- 5/B H-90 6- 5/3" REO.0" D.EL x 2- 13/167 D.l. CON 6- 5/B" H-90 6-5/0" REG., S7 D.E. x 2 13/167 D.l. CON 7- 5/6" REG.. 1C7 D.E. X 2- 13/167 3" I. CON 7- 5/87 H-90 7- 5/0" REG., 11" D E. x 37 D.l. CON 0- 5/87 REG

10 - 1/2 - 26LOS PROGRAMAS DE D.C. SON IGUALES A LOS DEL TAMAO DE HOYO INMEDIATAMENTE MENOR.

Figura 49. Dimetro y conexiones de herramientas para formaciones duras y suavesAPRIETE DE LASTRABARRENAS (D.C.) LBS-P1E.D.E.JUNTADIMETRO INTERIOR (PULG)

PULG.1-1/222-1/42-13/163

3-1/0API-232600

3-3/42-3/B - l-F.4700

4-1/02-7/8 - I.F.68007300

4-3/43-1/2 - I.F.99009900

51380012800

6-1/44-1/2-I.F.22800

6-1/229500

7-1/45-1/2REG.36COO

7-3/46-5/3REG.50000

7-1/24600Q45000

05300050000

97-5/8REG.83000

9-1/288000

8-1/260000

113-5/3REG.124000

4 1/2NG-3589008900

4 3/4103009200

5103009200

6 1/44 I.F,280002220020200

6 1/2200002220020200

Figura SO. Apriete de lastrabarrenasAR RIETE PARA T.P- Y H. W.

T.P.PESOGRADOJUNTAAPRIETE (LBS-PIE)

PU LGLBS/PIETIPOD.E.PULGD.I.PULGNUEVAPREMlUNCLASE 2

3-1/213,30ENC-33(I.F.)4-3/42-11/16910073005800

X-9552-9/161020088007300

G-10552-7/161110099008300

S-13552-1/8133001260010400

S-135NC-40(F. H.)5-3/32-7/16150001260010200

15.50ENC-36d.F.}52-9/161O2078006800

X-9552-7/161110099008300

G-10552-1 /e13300109009300

S-135NC-40(F.H)5-1/22-1/4165001440011400

4-1/216.6ENC-46(X.H.)e-1/43-1/417000121009990

NC-50tl.FO6-3/83-3/4189001160010000

X-95NC-46(X.H.)6-1/43198001500012100

NC-50(l'F,)6-3/83-3/4169001500012400

G-105NC-50(I.F.)6-3/83-3/4189001660013200

NC-40(X.H.)6-1/431980016S13500

Figura SI. Apriete para TP y TPHWAPRIETE PARA T P. Y H.W.T.P.PESOGRADOJUNTAAPRIETE (LBS-PIE)

PULGLBS/PIETIPOD.E.PULGD.I.PULGNUEVAPREMlUNCLASE 2

4-1/216,6S-135NC-50(I.F.)6-3/e3-1/2224002100017500

NC-46(X.H.)6-1/42-3/4225002120017300

519.5ENC-50(X.H.)6-3/83-3/4189001580013300

X-956-3/83-1/2224002020016700

G-1056-1/23-1/4258002190018400

S-1356-5/82-3/4318002340022900

T-P- EXTRAPESADA (H.W.)D.E.PULGD.I.PULG.: JUNTAAPRIETELBS-PIED.E. SECCIONRECALCADA(PULG.)

TIPOD.E..I.

3-1/22-1/16NC-364-3/42-3/16' 99004

42-9/16NC-405-1/42-11/1613204-1/2

4-1/22-3/4NC-466-1/42-7/3218005

53NC-500-1/23-1/8294005-1/2

Figura S2. Apriete para TPy TPHWXII. PROGRAMAS DE BARRENASDurante la planeacin de un pozo; se deben seleccionar los tipos de barrenas a usarse de acuerdo a las caractersticas de la formacin y al diseo actual que se tenga. Hoy en da existen diversos tipos de barrenas para la perforacin de un pozo.Uno de los objetivos en la seleccin de barrenas es la de reducir los costos de perforacin.Los nuevos desarrollos en la tecnologa de las barrenas as como las bases de datos de barrenas, facilitan la seleccin de una barrena adecuada a la formacin logrando as un mayor nivel de operacin.Para la planeacin del programa de barrenas de un pozo a perforarse, se procede como sigue:1. El Ingeniero de diseo encargado de la planeacin del pozo, deber de llevar a cabo una seleccin inicial de las barrenas, basado en los objetivos, riesgos y geometra.2. Efectuar un estudio detallado de los registros de barrenas de los pozos vecinos, para que el programa sea un promedio del rea.3. El programa de barrenas y los programas operacionales debern de afinarse para lograr que el pozo a perforar rebase la operacin promedio del rea.Tipos de barrenasEn la actualidad existen diversos tipos de barrenas para la perforacin de pozos que difieren entre s, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de rodamiento. Las barrenas se clasifican en: Barrenas tricnicas Barrenas de diamante. Barrenas de diamante policristalino, (PDC).Factores para la seleccin de barrenas: Dureza y abrasividad de la formacin Geometra del pozo. Control direccional. Sistema de rotacin. Tipo de fluido de perforacin.

Figura 53.- Ejemplos de barrenas PDC, diamante y bicntricas.Actualmente, aun cuando la variedad de barrenas es mayor y el proceso de seleccin parece ser ms complicado; aplicando algunos lineamientos se logra incrementar los ritmos de penetracin y obtener ahorros significativos en el costo de perforacin.Clasificacin de formacin Suave Media suave Media Medio dura DuraTamao de barrenasLas barrenas de conos estn disponibles en cualquier tipo de diseo, estructura de corte y sistema de toberas.Las barrenas PDC y de diamante tienen la opcin de disearse bajo pedido especial.Parmetros de operacin Peso sobre barrena (PSB). Velocidad de rotacin (RPM). Hidrulica de perforacin.Esta seleccin de parmetros para la optimizacin de la perforacin es una de las partes ms importantes, y el procedimiento es: Seleccionar los pozos de desarrollo para lacorrelacin Obtener los registros de barrenas de pozos vecinos. Determinar el costo del equipo para el pozo planeado. Calcular los costos de perforacin para cada una de las barrenas utilizadas en los pozos de correlacin. Seleccionar las condiciones que dan como resultado el mnimo costo de por metro.Procedimiento del programa de barrenasContando con todos los datos que se mencionaron en los puntos anteriores se procede a lo siguiente: Anotar la datos previos del diseo del pozo.Profundidades, metros.Densidad, gr/cc.Columna geologica a perforar.Metros.Horas.Promedio, minutos/metro.PSB.RPM.Seleccionar por etapa: los dimetros de barrenas (Pg), tipos, (IADC), toberas, intervalo (metros), gasto (Gal/min).Anotar las observaciones que se requieran.La figura 54 es un ejemplo de un programa de barrenasDeterminacin del costo por metroste es uno de los parmetros que se considera ms importante en las barrenas.Los factores que involucra el clculo del costo por metro son:Costo de la barrena.Costo de la operacin del equipo de perforacin.Horas totales de vida til de la barrena.Tiempo empleado en las conexiones durante la corrida de la barrena.Longitud total perforada de la barrenaEl costo por metro se calcula mediante la siguiente ecuacin:c _ B + R(T + Tv + Te)_MDonde:C= Costo por metro, $/m o Dlls/mB = Costo de la barrena, $ o DllsR = Costo de operacin del equipo por hora, $/hr Dlls/hrT = Horas de vida de la barrena Tv = Tiempo de viaje, horas Tc = Tiempo de conexin, horas M = Longitud perforada, metrosTe _ M * 9.15 60Para calcular el tiempo de conexin:Donde:Tc = Tiempo de conexiones, minutos.M = Longitud perforada, metros.9.15 = Longitud promedio de un tubo de perforacin, metros.Tc = Tiempo de una conexin, minutos.60 = convertir minutos a horas.INTERVALODIAMETROTIPOCANTIDADPSBCONDICIONES DE OPERACION

(m)(Pg)(TON)RPM | Q (GPM) | D. TOB.(1/32")

0 - 60026R-1 (111)18 -- 10100 -150100016, 18, 18

600 - 70026R-1 (111)18 -- 10100 -150100015, 15, 16

700 - 125017 1/2GTX-G1 (115)18 -- 1080 - 15080016, 16, 16

1250 - 155017 1/2GTX-G1 (115)18 -- 1080 - 15080015, 16, 16

1550 - 185017 1/2GTX-G1 (115)18 -- 1080 - 15080015, 16, 16

1850 - 220017 1/2GTX-G3 (135)18 -- 1080 - 15080015, 16, 16

2200 - 460012AR-526 (PDC)13 -- 5100 - 2005401, 11, 11, 11, 12

4600 - 490012AG-536 (PDC)13 -- 5100 - 200540 10, 10, 10, 10, 11

4900 - 49508 3/8ATX-G3 (135)18 -- 1280 - 11038014, 14, 14

4950 - 50508 3/8ATJ-22 (517)18 -- 1080 - 12038012, 12, 12

5050 - 51508 3/8ATJ-22 (517)18 -- 1080 - 12038012, 12, 12

5150 - 52508 3/8ATJ-22C (527)18 -- 1080 - 12038012, 12, 13

5250 - 53508 3/8ATJ-22C (527)18 -- 1080 - 12038012, 12, 12

5350 - 54408 3/8ATJ-33 (537)18 -- 1080 - 12038012, 12, 13

5440 - 58708 3/8S-248 (TSD)13 -- 7100 - 180380(0.335 Pg2)

5870 -60008 3/8S-248 (TSD)13 -- 7100 - 18038012, 13, 13

Figura S4 Ejemplo de un Programa de Barrenas.

Preguntas y respuestas:1. - Qu factores estn involucrados en el clculo del costo por metro?2. - Qu es lo que el ingeniero de perforacin debe llevar a cabo para la seleccin inicial de las barrenas?3. - Calcular el costo por metro de la siguiente barrena.Datos:B = 20,000 Dls R = $2,526.25 por hora T = 40 horas Tv = 8 Horas Tc = 10 min M = 180 metroXIII. PROGRAMA HIDRULICO ObjetivoEl objetivo principal en el diseo del programa hidrulico es:Incrementar la velocidad de penetracin, derivada de la efectiva limpieza en el fondo del agujero.Evitar o disminuir la erosin excesiva de las paredes del agujero y no provocar derrumbes o deslaves.Control en las prdidas de presin en el sistema de circulacin para evitar variaciones de presin en el agujero por la densidad equivalente de circulacin, limitar la presin disponible en la barrena y los HP hidrulicos para la circulacin.Factores involucradosPeso especfico del fluido de perforacin (gr/cc). Gasto y presin mxima de bombeo.Dimetro de barrenas.Velocidad de perforacin.Profundidad del pozo.Caractersticas geomtricas de la sarta de perforacin.Parmetros hidrulicosCon el fin de lograr la mayor optimizacin hidrulica se tienen las siguientes alternativas:Impacto hidrulico.Caballos de fuerza hidrulica (HPH).HPH/pg2 en la barrenaVelocidad del fluido de perforacin en las toberas.Velocidad anular ptima entre TP y agujeroUna consideracin importante son las propiedades del fluido de perforacin en un clculo hidrulico. Si se tienen altas densidades o viscosidades, los efectos sobre las prdidas de presin por friccin son altas.Impacto hidrulicoPs = 0.51 * Pm Pb = 0.49 * PmPm = Prdida de presin por friccin total en el sistema de circulacin (presin de bombeo).Ps = Prdida de presin por friccin por el interior y fuera de la sarta de perforacin.Pb = Prdida de presin por friccin en la barrena.Establece que el 51% de la presin limitada en la superficie debe ser para Ps y el restante 49% de la presin disponible se aplica a la barrena.Caballos de fuerza hidrulicosPs = 0.35 * Pm Pb = 0.65 * PmEn este caso, la presin Pm es 35 % para Ps y el 65% restante para la barrena.El presente parmetro es aplicable cuando la cada de presin por friccin por dentro y fuera de la sarta es baja, por ejemplo al inicio de la perforacin.Velocidad del fluido de perforacin en las toberasLa velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200 a 300 pies/seg.HP Hidrulico por pg2en la barrena (HPH/pg2)Velocidad anularElegir condiciones de flujo y presiones bajas en el espacio anular, de preferencia flujo laminar. Este causa menos lavado y erosin de la pared del pozo, menores prdida de fluido y mejor transporte de los recortes que el flujo turbulento.Gua para la optimacin hidrulica Que la cada de presin a travs de la barrena sea de 50 a 65% de la presin de bombeo. Se recomienda que el ndice de limpieza sea entre 2.5 a 5 HP/pg2 de rea del agujero.Como regla de dedo, se recomienda el caballaje utilizado a altas velocidades de penetracin sea limitado por la raz cuadrada de la velocidad de penetracin en pies/hr (ejemplo: 4 HP para 16 pies/hr o 5 HP para 25 pies/hr). Con caballaje arriba de 5 HP/pg2 de rea del fondo, puede causar falla o fractura rpida de la barrena. Utilizar velocidad de flujo de 30 a 50 gpm/pg de dimetro de la barrena. El gasto debe ser suficiente para limpiar la barrena. Tambin, una alta velocidad de flujo puede daar la barrena y erosionar la pared del agujero. Los valores mencionados, son aproximados y empricos, pero en la prctica dan buenos resultados. Altas velocidades pueden daar la barrena, causar erosin y altas presiones en el espacio anular La perforacin ms efectiva ocurre cuando la optimizacin se encuentra entre el mximo Hp y mximo impacto.El impacto es maximizado cuando alrededor del 50% de la presin de bomba es utilizada a travs de las toberas de la barrena. El uso de dos toberas puede dar una limpieza en el fondo del pozo y una velocidad de penetracin ms efectiva.Sin embargo, la alta velocidad de penetracin por el uso de dos chorros con barrenas grandes, causa un desequilibrio del flujo y los recortes interfieren con la accin de corte de un cono. Esto acorta la vida de la barrena. Esta prctica slo se recomienda en barrenas con dimetros menores a 9 1/2" con velocidades de penetracin menores a 15 m/hr, tomando en cuenta el tipo de formacin, de barrena y no se requiera el uso de obturante.Recomendaciones para el diseo hidrulicoSeleccionar la presin de trabajo o de bombeo de acuerdo a sus limitaciones en la superficie o considerando el criterio hidrulico que se desea aplicar, por ejemplo:a) Si su prdida de presin por friccin en la sarta de perforacin y por fuera de ella es de 85 Kg/cm2, entonces se puede aplicar a la barrena una presin de 82 Kg/cm2, para estar dentro del impacto hidrulico y tener una presin de bombeo de 167 Kg/ cm2.b) Si la cada de presin es de 130 Kg/cm2 y por limitaciones en la superficie, se puede tener una presin de bombeo de 210 Kg/cm2 se proporcionar la diferencia a la barrena de 80 Kg/cm2 para buscar otros prametros hidrulicos.En caso de que se pase de las mximas emb/min de la bomba para obtener un gasto alto, es necesario trabajar las bombas en paralelo.Al inicio de la perforacin las cadas de presin por friccin son bajas. Si se desea, se puede trabajar con el HP hidrulico.El clculo de la cada de presin por friccin es considerada hasta donde se requiere terminar de perforar con el programa hidrulico propuesto, puede ser cada 500 o 700 m.Recopilar la informacin que se requiera (Figura 55). Revisar formulario para realizar clculos.Informacin requerida.Procedimiento para el diseo hidrulicoGeometra del PozoEtapa

BarrenaMarcaDimetroTipo

TPDimetro exteriorDimetro interiorLongitudes

LastrabarrenasDimetro exteriorDimetro interiorLongitudes

H.WDimetro exteriorDimetro interiorLongitudes

T.RDimetro exteriorDimetro interiorProfundidad de la zapata

Equipo SuperficialTubo verticalmangueraflecha

Fluido de Perforacin

[Densidad[Viscosidad plstica [Punto de cedenciaBomba de LodoBomba No. 1Bomba No. 2

Marca

Modelo

Carrera y camisa

Mxima Presin

EMB/MIN

Informacin complementaria:

Velocidad de penetracin promedio m/hr m/hr Mxima presin limitante en el equipo superficial.Presin mxima de acuerdo a la limitante del equipo y la bomba de lodo.Figura SS Informacin requerida para el diseo hidrulico.Tener la informacin necesaria para el diseo hidrulico.Calcular el gasto para perforar de acuerdo al tipo de barrena:a) Tricnica.- Aplicar el lineamiento de gasto relacionado con la velocidad de penetracin promedio esperada y dimetro de la barrena.b) PDC.- Aplicar tablas del fabricante.1) Calcular la cada de presin por friccin en el interior de la tubera, considerando un flujo turbulento, aplicando la frmula correspondiente (ver frmulario) en las siguientes partes:a) Equipo superficial.b) En tubera de perforacin.c) En HW.d) En lastrabarrenas.2) Calcular la cada de presin por friccin en el espacio anular considerando lo siguiente:a) Aplicar la frmula correspondiente para flujo turbulento.b) Seleccionar el modelo matemtico calculando en nmero de reynolds.3) Sumar las cadas de presin calculadas en los pasos 3 y 4.4) Seleccionar la presin mxima de trabajo (presin de bomba).5) Restar a la presin seleccionada las cadas de presin totales. Este resultado es la presin disponible para la barrena.6) Dividir la presin disponible para la barrena entre la presin de trabajo y multiplicar por 100 el resultado, obtenindose el porcentaje de la presin de bombeo para la barrena.7) Si se tienen los criterios hidrulicos adecuados, continuar con el siguiente paso.8) Calcular el dimetro de toberas (Figura 57) de acuerdo a los siguientes casos:a) Tricnica Aplicar la frmula.b) PDC Aplicar la frmula, dividir el rea entre el nmero de toberas y con el apoyo de las tablas encontrar el dimetro de las toberas.9) Realizar los siguientes clculos y verificar si se encuentran dentro de los prametros hidralicos.a) Velocidad del lodo en las toberas aplicando la frmula.b) HPH/pg2, Divida los HPH en la barrena, entre el rea de la misma.c) Velocidad anular.10) Calcular la densidad equivalente de circulacin. Estos clculos se pueden hacer manualmente o en una base de datos en Excel, si se cuenta con computadora.FormularioLey de Poiseville (Flujo Newtoniano)Flujo Laminar_ VixVpxL ) _ 27.432xDi2VaxVpxLlh _ 27.432x(Da - Dt)2BinghamFlujo laminar_ YpxLVixVpxL_ 68.6xDi 27.432xDi2q _ YpxL + VaxVpxL68.6x(Da - Dt)227.432x(Da - Dt)2FanningFlujo turbulento3) p _ DIxV2 xLxf 3397.2xDinDlxVa2 xLxfPa _3397.2x(Da - Dt)

Smith Tool Flujo turbulento4)Q = -13)Vc =Vp-ls xDI082 'g1-82 xLr vp 018 xDi082 xg1-82 ^* L 1

700.3xDi482700.3V /1Di482 J

14) Vd =

7.78xVp + 7.78'^W2 + 77.5(da - Dt)2 VpXDI DI (Da - Dt )69,250xt2xVax(Dp - DI)VpxVa + 399xYpx(Da - Dt )Vp018 xDi082 xR182 xLPa =700 . 3x(Da - Dt)3 (Da + Dt)' SecurityFlujo turbulentoNmero de Reynolds128.9xDIxVa2x(Da - Dt) VpxVa + 399xYpx(Da - Dt)14) Nr1. 86DIxLxQ 600xDi4865) P =Potencia y gasto de bombasP.B.xQ15)P.H. =1714 (2xD2 - d2 )*1DIxLxVa2Pa =255 . ,362(Da - Dt)16)QdPrdida de presin en la barrena145 xQ2 xDI1486) PbJ4D2 x1 9817R =DIxQ2PbDimetro de toberas1303x^r2 Velocidad del fluido de perforacin9Pb18) E = 3.469xPQx,24.5xQDa 2 - Dt27)Va =8) Pb = 2^ Di21416DIxDa0.32\9LPb18 - 6) Ats = 0.277xQx,9)Vp =9LPb19)E2 = 4.249^ Qx10) Pb =At500 xV 1.52 + V412 .5xDIxVixDi VpX2 434.620) A3 =11) Vj =221) A12) Pb =1,303.8

Comportamiento y consistencia de un fluidoYp + 2Vp22)n = 3.32 x logYp + VpCada de presin en el interior de tubera (Modelo reolgico Plstico de Bingham)i)w=Di2129.9 xDIxVi2 xDi VpxVi + 399xPcxDi ^.56Y0 R fcxDIxVixLLes600Lec300n = 3.32log5.11(p + Vp )23)X511"Cada de presin en el interior de tubera1)n = 3.32Un3) Gp4) a =5) b =x8.13xnx(0.123):11) Plog(n) + 3.93 501.75 - log(n) 72) F = L300 Go 300"9) # = 4270 - 1370(n)6)Vi = 245fRDi2log L6- - GO L,, - GofXDIxVI2 xL 3404xDi7)07P = Go + X0.939xGtpxV0.403xDIxV 210) fDi^300aTP4a13.588xDi NomenclaturaP = Prdida de presin en TP o DC, lbs/pg2.Pa = Prdida de presin en el espacio anular, lbs/pg2.Vi = Velocidad del fluido de perforacin en el interior de la tubera, pies/min.Vp = Viscosidad plstica, cps.L = Longitud de la tubera espacio anular, m.Di = Dimetro interior, pg.Va = Velocidad del fluido de perforacin en el espacio anular, pies/min.Da = Dimetro del agujero, pg.Dt = Dimetro de la tubera, pg.F = Factor de friccin, adimensionalDI = Densidad del fluido de perforacin, gr/cm3.Q = Gasto de la Bomba, gal/min.Vc = Velocidad crtica del fluido, pies/min.Vt = Velocidad del fluido de perforacin en las toberas, pg2.At = Area total de las toberas, pg2.2) ^ == 0.0056 + Y 0.32fCxDTxVixT4) P

NR = Nmero de Reynolds, adimensionalS = Rugosidad absoluta, pulg.Np = Nmero de Reynolds en fluidos plsticos, cps.Log = Logaritmo decimal.Fc = Factor de friccin calculado, adimensional.Fs = Factor de friccin supuesto, adimensional.Qd = Gasto de una bomba duplex, gal/min (100% ef. vol.).Qt = Gasto de una bomba triplex, gal/min. (100% ef. vol.).Aq = rea de tres toberas iguales, pg2.A, = rea de una tobera, pg2.Sr = Rugosidad relativa, adimensional.Lec600 = Lectura de Fann a 600 rpm.Lec300 = Lectura de Fann a 300 rpm.D = Dimetro de la camisa, pg.d = Dimetro del vstago, pg.L = Carrera de la bomba, pg.PB = Presin de la bomba, pg.PH = Potencia hidrulica, HPPb = Prdida de presin en la barrena, lbs/pg2.J = Dimetro de las toberas en 32avos.J2 = Dimetro de dos toberas en 32avos.V, = Velocidad de chorro necesario en las toberas, pies/seg.V = velocidad de penetracin, m/hr.Vd = Velocidad de desliz de la partcula, pies/min.T = Tamao o dimetro de la partcula, pg.Dp = Densidad de la partcula, gr/cm3.N = Factor de consistencia, dinas-seg/cm2 lbs-seg/ 100 pies2.Ats = Area de toberas en una barrena PDC, pg2. Preguntas y respuestas1. - Para la optimacin hidrulica, qu alternativas se requieren?2. - De cunto se recomienda que sea el ndice de limpieza?3. - Con los siguientes datos, calcular un diseo hidrulico.GEOMETRA DEL POZOEtapa 2da.Profundidad = 2650 m Bna17 WTP 5" 19.5 lbs/pie DI 4.276" - 2456 m DC 8" x 3" - 82 mTP Extrapesada (HW) 5" x 3"- 110 m TR 20" zapata 1000 mEquipo superficial DI promedio 3.2" long. -45 m.FLUIDO DE PERFORACINTipo: Polimrico Densidad 1.45 gr/cm3 L600 = 98 L300 = 56 Vp = 32 cps Pc = 24 lb/100 pie2Gel a 0 min 4 lb/100 pie2BOMBAS DE LODOTriplex Ideco T-1300 12" x 6"Mxima presin emb/min 3793 lb/pg2 120 emb/minINFORMACIN COMPLEMENTARIAVelocidad de penetracin promedio 15 min/m. Clculo hidrulico de 1950m a 2650 m.Presin lmite en la superficie 3500 lb/pg2.DATOS PARA EL CALCULO DE LA HIDRAULICA 1POZO: X DISTRITO:PROPORCIONAR LOS SIGUIENTES DATOS (UNICAM ENTE CELDAS ENM ARCADAS EN ROJO):5.625182010815.299225DIAMETRO (pg PROFUNDIDAD (m PROFUNDIDAD ZAPATA DE LA LTIMA TR (m DIAM. INT. DE LA ALTIMA TR (pg) GASTO (gpm3.5002.99203DIAMETRO DE TOBERAS (32avo de pg AREA DE TOBERAS (pg2) DENSIDAD DE LODO (gr/cc VISCOSIDAD PLASTICA, VP (cp PUNTO DE CEDENCIA, YP (lb/100 pies2 DIAMETRO EXTERIOR DE HTA 1 (pg) DIAMETRO INTERIOR DE HTA 1 (pg) LONGITUD DE HTA1 (m DIAMETRO EXTERIOR (pg), SUPR. SI NO LLEVA DIAMETRO INTERIOR (pg), SUPR. SI NO LLEVA LON GITU D (m ), SU PR. SI N O LLEVA DIAMETRO EXTERIOR DE HW (pg) DAMETRO INTERIOR DE HW (pg) LONGITUD DE HW (m) DIAMETRO EXTERIOR DE TP (pg) DIAMETRO INTERIOR DE TP (pg) CAIDA DE PRESION EN EL MOTOR DE FONDO, MWD, LWD, ETC. (PSI). 0 SI NO LLEVA MODELO REOLOGICO A USAR (ESCRIBA EL NUMERO DEL MODELO SELECCIONADO

SUGERENCIA PARA SELECCIONAR EL MODELO REOLOGICO: BASE AGUA: LEY DE POTENCIAS 1POLIMERICO: LEY DE POTENCIAS CON PUNTO DE CEDENCIA ACEITE: PLASTICOS DE BINGHAM 3

" RESULTADOS "PRESIAN DE BOMBEO (psi):2006.51=141.10KG/CM2

CAIDA DE PRESION EN EL INTERIOR DE LA SARTA (psi):1359.05=95.57KG/CM2

CAIDA DE PRESIN EN EL ESPACIO ANULAR (psi):450.68=31.69KG/CM2

CAIDA DE PRESIAN EN LA BARRENA (psi):108.33=7.62KG/CM2

DE PRESIAN EN LAS CONEXIONES SUPERFICIALES (psi):88.44=6.22KG/CM2

PRESIAN HIDROSTATICA (psi):4448.92=312.86KG/CM2

MODELO REOLOGICOPLOSTICOS DE BINGHAM

1.89 0.57 161.65 263.40 40.00 289.00DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACION (gr/cc) INDICE DE LIMPIEZA (Hp/pg2) FUERZA DE IMPACTO (lbs) POTENCIA REQUERIDA POR LA BOMBA (HP) GALONES POR PULGADA DE LA BARRENA (gal/pg) VELOCIDAD ANULAR PROMEDIO (pies/min)"OPTIMO"AA0.1403000.0 7.64511.53168.750.1903000.0 6.57512.48196.95AREA DE TOBERAS (PG2) PRESIAN DE BOMBEO (psi) NDICE DE LIMPIEZA (hp/pg) FUERZA DE IMPACTO (lbs) GASTO APTIMO (gpm)AAREA DE TOBERAS (PG2): PRESIAN DE BOMBEO (psi): INDICE DE LIMPIEZA (hp/pg) FUERZA DE IMPACTO (lbs): GASTO APTIMO (gpm):

Figura S6 Ejemplo de un clculo hidrulico en un programa de computo en excel.TOBERA(3 2 avo de pg)NUMERO DE TOBERAS

123456789

70.0380.0760.1140.1520.1900.2280.2660.3040.342

80.0490.0980.1470.1960.2460.2950.3440.3930.442

90.0620.1240.1860.2480.3110.3730.4350.4970.559

10.0770.1530.2300.3070.3840.4600.5370.6140.690

10.0930.1860.2780.3710.4640.5570.6500.7420.835

10.1100.2210.3310.4420.5520.6620.7730.8830.994

10.1300.2590.3890.5180.6480.7780.9071.0371.166

10.1500.3010.4510.6010.7520.9021.0521.2021.353

10.1730.3450.5180.6900.8631.0361.2081.3811.553

10.1960.3930.5890.7850.9821.1781.3741.5701.767

10.2490.4970.7460.9941.2431.4911.7401.9882.237

Figura 57 Area de toberas, pg2- XIV. TOMA DE INFORMACIN

Figura 58 Ejemplos de registros de pozos y de procesamiento de informacin a partir de estos.Registros geofsicosConstituyen una informacin esencial en cuanto a la determinacin de las propiedades petrofsicas de las rocas y de su capacidad de produccin. Estas mediciones principalmente se basan sobre registros de tipo: Elctrico Electromgnetico Nuclear SnicoIntervienen en varias etapas de la realizacin de los pozos durante la perforacin y terminacin, y finalmente durante el proceso de produccin (Figura No.58)Adquisicin de datosLos sistemas modernos de adquisicin de datos estn integrados por sensores, cada da ms complejos, que proporcionan a la vez mayor capacidad de adquisicin y mayor precision de medicin.Las evaluaciones rpidas en la boca del pozo. El control de calidad de los registros.Parmetros petrofsicosLa interpretacin cuantitativa de los registros geofsicos se efecta con base en parmetros petrofsicos como son:El cable de registro, es el sitio de un intenso trfico de comunicaciones entre los equipos de fondo y la unidad de superficie, equipada con computadora.Esta ltima, coordina la operacin, controla el equipo de fondo, procesa las seales recibidas en una forma inteligible para los usuarios y permite adems: La reproduccin de la informacin y la transmisin eficiente hacia las unidades mayores de computacin. Profundidad y espesor del yacimiento. Porosidad. Saturacin y determinacin de hidrocarburos. Permeabilidad y presin de formacin. Resistividad. Litologa. Contenido de arcilla.Estos parmetros pueden obtenerse directa o indirectamente de los registros, mediante mediciones en pozo abierto o revestido.Condiciones ambientalesComo producto del anlisis, el ingeniero explicar las condiciones

diseño de la perforación de pozos

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